光伏自发自用余电上网价格受政策机制、市场供需、成本结构及地方差异等多重因素影响，具体分析如下：
一、政策与机制因素
市场化改革
全国范围内，新能源上网电量全面进入电力市场，电价由供需双方协商或竞价形成，与煤电基准价脱钩。
存量项目电价受省级主管部门调控，增量项目通过全省竞价确定，竞价上限考虑绿色价值，下限考虑成本。
补贴与绿电溢价
部分地区对配置储能的新能源项目给予0.05-0.15元/度的绿电溢价补贴。
绿电交易机制下，高耗能企业愿为绿色电力支付5%-10%的溢价。
容量补偿
山东、甘肃等8省试点新能源容量市场，补偿标准为0.3元/W·年，间接影响余电上网收益。
二、市场供需因素
电力供需平衡
光伏出力时段集中（如午间），易导致电力供过于求，压低售电价格；夜间用电高峰时段因光伏无法发电，电价上升。
2025年，新疆、甘肃等西北地区光伏余电上网电价已进入0.1x元/kWh区间。
市场化交易机制
电力现货市场交易中，光伏大发时段常被设置为上网电价低谷时段，进一步拉低余电上网价格。
例如，山东2023年现货市场试运行中，光伏午间电价最低降至0.1元/千瓦时。
三、成本与投资因素
设备成本与投资回报
光伏组件价格从2023年初的1.5元/W降至目前的0.7-0.8元/W，单位造价降低，客观上具备电价让利空间。
但项目收益对电价最为敏感，造价下降不能带来电价同等幅度下行。
融资与商业模式
部分民企投资方通过“资本金+融资”模式，在建设期已获利颇丰，后期电费收入仅需覆盖融资成本，进一步压缩余电上网电价。
四、地方政策与区域差异
地方燃煤基准价
各地燃煤发电基准价不同，导致光伏余电上网电价存在差异。
例如，青海以0.2277元/kWh的水电综合价作为光伏上网电价。
地方补贴政策
部分地区对分布式光伏项目提供地方补贴，但补贴力度因省份而异。
例如，浙江2022年绿电交易均价较煤电基准价上浮6.8%。
消纳能力与接入条件
分布式光伏原则上就近消纳，消纳困难区域需配建储能或实施汇集升压接入，增加成本并影响电价。
例如，新疆2025年度双边交易中，光伏综合结算电价预计在0.11-0.12元/度。
